Методы радиометрических исследований скважин

Методы радиометрических исследований, разработанные и внедренные в практику позднее методов электрометрии, по сравнению с последними обладают рядом преимуществ. Важнейшее из них заключается в том, что радиометрические исследования могут проводиться в обсаженных колонной скважинах и поэтому позволяют проводить многократные исследования нефтяных пластов, что очень важно для контроля подъема ВНК и характера выработки запасов нефти во времени.

В промысловой практике нашли широкое применение следующие модификации радиометрических исследований скважин:

1) нейтронно-гамма-метод (НГМ);

2) нейтрон-нейтронный метод (ННМ);

3) импульсный нейтрон-нейтронный метод (ИННМ) и

4) импульсный нейтронный гамма-метод (ИНГМ).

Физические основы радиометрических методов, методики проведения исследований и интерпретация получаемых результатов изложены в специальных работах, посвященных этому виду исследований.

При благоприятных геолого-физических условиях с помощью радиометрических методов определяется текущее положение ВНК и значения остаточной нефтенасыщенной h_ост и заводненной h_зав толщин пластов на различные даты.

Достаточно надежные результаты определений получаются при вытеснении нефти водой высокой минерализации и исследовании пластов, не вскрытых перфорацией.

В пластах, вскрытых перфорацией, и в случае вытеснения нефти пресной водой эффективность радиометрических исследований также снижается, и это обстоятельство ограничивает применение метода. Однако при закачке в пласт порции флюидов, отличающихся по минерализации от пластовых, или закачке меченых жидкостей можно с успехом прослеживать процесс их проникновения и распространения по пласту. Для этих же условий целесообразно применение диэлектрического каротажа, который позволяет выделить участки пластов, заводняемые пресной водой.

В практике методы радиометрии широко применяются в основном на многопластовых месторождениях для контроля за подъемом ВНК по верхним объектам, где имеются сетки неперфорированных скважин, пробуренных на нижележащие горизонты.

Для оценки текущей нефтенасыщенности и положения ВНК в гораздо меньшем объеме используется углерод-кислородный и широко-полосной акустический методы.

 

6.1.3 Косвенные методы определения текущего положения ВНК

При отсутствии геофизических данных о перемещении ВНК в процессе разработки или малом количестве геофизических исследований приходится использовать косвенные методы исследования перемещения ВНК, основанные на данных по обводнению эксплуатационных скважин.

Рекомендуется применять следующие косвенные методы контроля за перемещением ВНК в процессе разработки.

а) Метод определения начала обводнения эксплуатационной скважины

В момент начала обводнения эксплуатационной скважины положение ВНК принимается на абсолютной отметке нижней дыры фильтра. Здесь обязательным условием является обводнение пласта с подошвы и постепенный подъем ВНК, а также отсутствие процесса конусообразования.

б) Метод определения текущего положения ВНК по степени обводненности скважин

Обводненную толщину пласта рекомендуется определять по следующей формуле:

 

(6.1)

 

где:

Н - эффективная толщина пласта, вскрытая перфорацией, м;

h_зав - заводненная часть эффективной толщины пласта, вскрытой перфорацией, м;

- соотношение вязкостей нефти и воды;

f_в - доля воды в добыче жидкости в пластовых условиях;

K_в - фазовая проницаемость для воды в заводненной (промытой) части пласта.

Величину фазовой проницаемости для воды в промытой зоне пласта необходимо определять для каждой залежи нефти по мере вытеснения нефти водой из кернов. В том случае, когда таких исследований не проводится, К_в следует принимать с учетом следующих соображений. По данным исследований, проведенных для условий различных пластов, К_в изменяется от 0, 1 до 0, 6. Опыт определения величины обводненной части залежей с терригенными и карбонатными пластами показал, что К_в можно принимать равным 0, 6. Такое значение К_в было получено по данным исследований Д. А. Эфроса (ВНИИ).

Отметка текущего положения ВНК:

 

Т_ВНК = Т_нg - h_зав (6.2)

 

где:

Т_ВНК - абсолютная отметка текущего положения ВНК;

T_нg - абсолютная отметка нижней дыры фильтра.

Следует отметить, что при этом также обязательным условием является обводнение нефтяного пласта с подошвы. Таким образом, для многопластовых месторождений с четко изолированными пластами, эксплуатируемыми одним фильтром, косвенные методы не применимы.

Если по залежи имеется хотя бы небольшое количество геофизических исследований по контролю за перемещением ВНК в процессе разработки, необходимо сравнить данные геофизики и расчетные данные по предложенным косвенным методам контроля. Рассматриваемые косвенные методы дают, как правило завышенную обводненную толщину пласта, поэтому, если есть возможность, в расчетные данные желательно вносить поправки, находимые из сравнения геофизических и расчетных данных.

Косвенные методы определения текущего положения ВНК используются для построения кривой идеального подъема ВНК (а) или карты поверхности ВНК (б). Оба метода служат основой для построения карты остаточной нефтенасыщенной толщины на дату анализа разработки.

Для обработки всех данных о перемещении ВНК в процессе разработки и для сведения всех данных к одному моменту времени во многих случаях целесообразно построение кривой идеального вытеснения или, иначе, кривой идеального подъема ВНК.

Если предположить, что ВНК нефтяной залежи будет подниматься идеально равномерно, с одинаковой скоростью во всех точках поверхности ВНК, то методом материального баланса легко получить зависимость между абсолютной отметкой, на которой будет находиться ВНК, и суммарным отбором нефти из залежи.

Построение кривой идеального вытеснения производится следующим образом. Планиметром на структурной карте по кровле пласта замеряется площадь, охваченная той или иной изогипсой в пределах внешнего контура нефтеносности. Замеренные площади умножаются на величину интервала, через который проведены изогипсы на структурной карте. Если нефтяная залежь пластовая, то аналогично замеры и расчеты проводятся и по структурной карте, построенной по подошве пласта. Затем из объемов, определенных по структурной карте по кровле пласта вычитаются соответствующие объемы, определенные по структурной карте по подошве пласта. В результате нефтяная залежь оказывается рассеченной серией условных плоскостей, проведенных параллельно начальному водонефтяному контакту, и затем находится объем каждого участка пласта, заключенный между секущими плоскостями. Самая нижняя секущая плоскость совпадает с начальным положением ВНК, а самая верхняя проходит через наивысшую точку кровли пласта. Сумма всех объемов равна общему объему нефтяной залежи, включая объемы как эффективной части, так и непроницаемой части пластов, короче говоря, объему породы. Задавая извлекаемые запасы нефти по нефтяной залежи по общему объему залежи, можно найти количество извлекаемой нефти, приходящейся на 1 м³ породы.

 

(6.3)

 

где:

N - балансовые запасы нефти, т;

V_общ - общий объем залежи, м³;

b - коэффициент нефтеотдачи;

К₁ - количество извлекаемых запасов нефти, приходящихся на 1 м³ породы, т/м³.

Умножая каждый из объемов на количество нефти, приходящейся на 1 м³ породы, получим количество нефти, заключенное на различных абсолютных отметках в залежи. После этих расчетов должна быть построена зависимость между абсолютной отметкой ВНК и суммарным отбором нефти из залежи. Вид этой зависимости существенно зависит от величины конечной нефтеотдачи, достигаемой в промытой зоне пласта: чем выше достигаемая нефтеотдача, тем более высокой суммарной добыче нефти соответствует одна и та же отметка текущего положения ВНК. На оси ординат откладывается не только накопленная добыча, но и соответствующее время разработки залежи.

Затем на диаграмму наносятся все имеющиеся данные о подъеме ВНК в процессе разработки, полученные как по геофизическим, так и по косвенным данным.

Так как часто наблюдается большой разброс точек из-за неравномерности подъема ВНК и непосредственное определение кривой регрессии затруднительно, целесообразно разбить все данные по времени получения на ряд групп и определить групповые средние, и уже по групповым средним проводить соответствующую кривую. Затем, варьируя коэффициентом нефтеотдачи в формуле (6.3), необходимо получить такую кривую идеального подъема ВНК, которая наиболее близко подходит к кривой, полученной по фактическим данным о подъеме ВНК; значение нефтеотдачи при этом и будет соответствовать фактически полученной на залежи.

Указанная диаграмма удобна также для сравнения данных, полученных различными методами, и для приведения данных о текущем положении ВНК в какой-либо выбранной дате. Это делается путем смещения фактически полученных отметок ВНК параллельно кривой идеального подъема ВНК к выбранной дате.

После обработки полученных данных строится карта остаточной нефтенасыщенной толщины на выбранную дату и производится подсчет остаточных балансовых запасов нефти.

Наряду с построением зависимости отметки ВНК от накопленной добычи нефти, можно строить графическую зависимость динамики отметок ВНК и динамики нефтеотдачи во времени разработки. На оси ординат наносятся среднеарифметические за год величины отметок ВНК, определенные всеми методами, на оси абсцисс откладываются годы. Здесь же за это же время приводится динамика нефтеотдачи. Сопоставление динамики ВНК и нефтеотдачи по залежи, а также с другими залежами позволяет выявить особенности продвижения ВНК и оценить скорость подъема его на различные отрезки времени. Если динамика ВНК близка к динамике нефтеотдачи, можно считать, что подъем ВНК происходит более или менее равномерно. Если же темпы подъема ВНК существенно отличаются от темпов роста нефтеотдачи (ниже темпов роста нефтеотдачи), можно говорить о неравномерном подъеме ВНК, опережающей выработке запасов нефти из подошвенной части продуктивного разреза.

Другой косвенный метод (б) основан на использовании карты распределения скорости подъема ВНК по площади. Эта карта представляет собой совмещение двух вспомогательных карт: карты изохрон обводнения (линий равного времени появления воды в скважинах) и карты отметок ВНК. Точки пересечения изохрон с линиями отметок ВНК на ту же дату принимаются за точки поверхности ВНК на эту дату. Пользуясь этими вспомогательными картами, можно составить карты поверхности ВНК на различные даты исследования.

Для определения положения контуров нефтеносности на дату анализа разработки строят многочисленные продольные и поперечные геологические профили, на которых проводят линии водонефтяных контактов, снятые с карты поверхности ВНК на ту же дату. Затем точки пересечения линии ВНК с кровлей и подошвой пласта переносят на структурные карты по кровле и подошве и соединяют точки линиями внешнего и внутреннего контуров.

Имея карту поверхности ВНК на дату анализа или кривую идеального подъема ВНК и карту начальной нефтенасыщенной толщины продуктивного объекта, нетрудно определить остаточную нефтенасыщенную толщину по скважинам и построить на дату анализа карту остаточных нефтенасыщенных толщин. Также, используя те же материалы, можно определить толщины выработанной части пласта и построить аналогичную карту, которую затем использовать для определения объемов промытых частей продуктивного объекта. Наибольший интерес представляет карта остаточных нефтенасыщенных толщин, по которой путем ее интегрирования можно определить остаточные запасы нефти.

 

 

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: